完整word版110kv变电所电气一次部分设计81893

1．变电所类型：地方降压变电所2．电压等级:110/35/10kv3．负荷情况：(1)变电所用电率：2%；(2)10KV侧负荷：最大15MW，最小10MW，年最大利用小时数5000小时，COSφ=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷；(3)35KV侧负荷：最大36MW，最小30MW，年最大利用小时数5000小时，COSφ=0.85，其中70%负荷为一、二类负荷。

4.出线回路：(1)35KV系统：出线6回；(2)10KV系统：出线10回。

5.系统情况：(1)110KV系统：出线2回；**=0.92X行方式X下=0.86，最小运总容量(2)系统1500MW，最大运行方式下SS （SB=1000MVA）。

6.环境条件：(1)当地年最高温度39度，年最低温度-22，最热月平均温度28度；(2)当地海拔高度850米，年雷暴日数为15日；欧·米。

电气主接线方案：<400土壤电阻率：ρ(3)采用110KV侧为桥型接线方式，35KV 侧为双母线接线方式，10KV侧为单母线分段接线方式，具体方案详见后。

短路电流计算首先将整个系统化简为最大运行方式和最小运行方式的正序网络图，具体见后。

导体和电器的选择与设计本变电站海拔高度850M，可不校验海拔高度位于III类气象区，最高温度39度，年最低温度-22度，温度校验可忽略。

详细见后。

防雷计算对于本变电站的直击雷过电压保护采用避雷针，即在变电站四个角分别架设4支等高的避雷针，经过计算，可保护全变电站，详细见后。

．接地网设计本设计中采用以水平接地体为主，带垂直接地体的人工接地体，全所铺设长条形均压带，每条均压带间隔6M，埋深0.8M，详细见后。

方案一：内桥接线；方案二：双母线带旁路接线。

a.内桥接线（如图3.1）优点：(1)高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器；(2)通过加装正常断开运行的跨条，当出线断路器检修时，不影响对任何一回线路的供电；(3)在跨条上加装两组隔离开关后，可以轮流停电检修任何一组隔离开关而不影响对负荷的供电。

缺点：(1)变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；(2)不利于扩建。

图3.1内桥接线图3.2双母线带旁路接线b.双母线带旁路接线（如图3.2）优点：检修断路器时不中断该回路供电。

使运行更加灵活，保证了供电的可靠性。

(1)当其中一个电源点发生故障时，可以由另一电源供电。

(2)当其中一回进线断路器发生故障，根据系统潮流分布，系统又不允许另一回路向它供电，由旁路断路器代替通过旁路母线供电，而不至于造成全站失电。

缺点：(1)所用的断路器、隔离开关增加，同时又增加了一条母线，使得占地面积增加，提高了造价；设备多导致操作复杂。

(2)．2.35KV侧接线方式：根据原始资料可知，35KV侧出线较多，又一、二类负荷占得比例大，按照《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》确定35KV侧接线方式方案。

方案一：单母线分段接线方案二：双母线接线a.单母线分段接线(如图3.3)优点：(1)用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。

(2)当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。

(3)简化低压侧的继电保护装置。

缺点：(1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。

(2)检修任一回路必须断开该回路的断路器停止供电。

(3)扩建时需向两个方向扩建。

单母线分段接线图3.33.4双母线接线图双母线接线（如图3.4b.）优点：(1)采用双母线接线可进行倒闸操作，有利于刀闸的检修，避免了因负荷大使刀闸发热从而引发线路停电；(2)倒闸操作后有利于母线的检修，而不影响对负荷的供电。

缺点：(1)检修刀闸必须使线路停电；占地面积大。

(2)．3.10KV侧接线方式由原始资料可知，待设计变电站有10KV出线10回，出线数量较多，且一、二类负荷占的比例大，根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》确定10KV 侧接线方式。

a.单母线接线（如图3.5）优点：(1)接线简单清晰，设备少，操作方便;(2)便于扩建，节省投资和占地。

缺点：(1)不够灵活可靠，当母线停运（母线检修、故障、线路故障后线路保护或断路器拒动）将使全部支路停运，且停电时间长;(2)单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障母线分开后才能恢复非故障段的供电。

适用范围：一般只适用于一台主变压器的以下三种情况：(1)6-10KV配电装置的出线回路数不超过5回；(2)35-63KV配电装置的出线回路数不超过5回；(3)110-220KV配电装置的出线回路数不超过5回。

图3.5单母线接线b.单母线分段接线(如图3.3)优点：(1)用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。

(2)当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障段切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。

(3)简化低压侧的继电保护装置。

缺点：(1)当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。

任一回路的断路器检修，该回路必须停止工作。

(2)．(3)扩建时需向两个方向扩建。

适用范围：6-10KV配电装置的出线回路数为6回及以上时。

3.3.2主接线的技术经济比较1.110KV侧接线方案的经济技术比较(1)可靠性：内桥接线：当线路断路器、桥联断路器检修时，通过跨条不会使线路停电，而且检修任意一组隔离开关均不会使线路停电。

双母线带旁路接线：当一条母线有故障时，连接在该母线上的重要用户可以通过倒闸操作由另一母线向用户保持正常供电。

双母线接线供电可靠，两组母线可互为利用。

同时，检修线路开关时通过旁带线路可不间断对用户的供电。

(2)灵活性：通过以上对运行可靠性的比较，内桥接线方式运行灵活性高而且简单明了易于操作。

而双母线带旁路接线方式刀闸操作比较复杂，容易导致误操作。

(3)经济性：内桥接线配电装置简单，故所用设备较少，占地面积小，故经济性高。

根据以上两种接线方式的比较，110KV系统采用内桥接线。

2.35KV侧接线方案的经济技术比较(1)可靠性：双母线接线：当一条母线有故障时，虽然该母线上的所有线路均跳开，但可以通过倒闸操作由另一条母线恢复对负荷的供电。

单母线分段接线：当母线上有故障时，连接在该母线上的电源和出线在故障检修期间必须全部停电，但另一段母线仍然可以正常供电，缩小了停电范围，在检修任一回路的断路器时，该回路必须停电，其中包括重要用户，对用户影响较大。

(2)灵活性：通过以上对运行可靠性的比较，双母线接线对运行的灵活性高。

(3)经济性：双母线接线与单母线分段接线相比较，因为双母线接线运行比较灵活，而又提高了供电的可靠性，虽然比单母线分段接线多用了隔离开关，增加了投资，但它因为停电造成的损失减少，从长远利益考虑，比较合算。

侧选择双母线接线。

35KV所以总结以上比较，我们3.10KV侧接线方案的经济技术比较：(1)可靠性：单母线接线：在其母线故障时，连接在母线上的电源和出线在故障检修期间必须全部停电，不能保证对重要用户的可靠供电。

单母线分段接线：当母线上有故障时，连接在该母线上的电源和出线在故障检修期间必须全部停电，但另一段母线仍然可以正常供电，缩小了停电范围。

(2)灵活性：通过以上对运行可靠性的比较，单母线分段接线对运行的灵活性高。

(3)经济性：10KV母线采用单母线接线，所用设备少，投资省，但设备检修造成的停电范围广，使得停电造成的经济损失增大。

单母线分段接线运行比较灵活，而又提高了供电的可靠性，虽然比单母线接线多用了一台断路器和两台隔离开关，增加了投资，但它因为停电造成的损失减少，从长远利益考虑，比较合算。

所以总结以上比较，我们10KV侧选择单母线分段接线。

（主接线图见附图一）说明：为了供电可靠，35KV、10KV侧对于一、二类重要负荷均采用双回线供电，对于三类负荷采用单回线供电。

主变压器的选择主要考虑变压器的台数、容量、变压器的型式和冷却方式等。

根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》：不受运输条件限制，在330KV 及其以下的发电厂和变电站中均采用三相变压器。

(1)变压器绕组数量的选择根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》：在具有三种电压的变电站中，如通过主变压器各侧的功率均达到该主变容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功功率补偿设备时，主变宜采用三绕组变压器。

(2)绕组的连接方式根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》：变压器的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。

电力系统采用的绕组连接方式只有Y和△，我国110KV及以上的电压等级，变压器绕组均采用Y连接；35KV电压等级，变压器绕组采用Y连接，而35KV以下电压等级，变压器绕组均采用△连接。

所以待设计变电站的主变压器选择三相、三绕组变压器。

．4.1.2变压器调压方式的选择根据《电力系统课程设计及毕业设计参考资料》：110KV及以下变电站，考虑至少有一级电压的变压器采用有载调压方式。

所以待设计变电站主变压器选择有载调压变压器。

4.1.3变压器接地方式的选择中性点直接接地方式的短路电流很大，线路或设备应立即切除，增加了断路器的负担，降低了供电的连续性，但因为过电压水平较低，减少了设备造价，特别是在高压和超高压电力系统，经济效益显著，故适用于110KV及以上电力系统，。

我国目前在一般情况下，110KV系统多采用中性点直接接地方式。

4.1.4变压器冷却方式的选择主变一般采用的冷却方式有：自然风冷却、强迫油循环风冷却、强迫油循环水冷却、强迫导向油循环冷却，小容量变压器一般采用自然风冷却，大容量变压器一般采用强迫油循环风冷却。

根据以上分析本设计采用三绕组普通强迫油循环变压器。

降压变电站的主变压器的台数，一般不超过两台，当负荷再增大时，可更换大容量的变压器，而不需增加变压器的台数。

4.3.1选择变压器容量所采用的基本原则(1)在电力系统正常运行及检修状态下，以具有一定持续时间的日负荷选择主变压器的额定容量，日负荷中持续时间很短的部分，可由变压器过载满足。

(2)并联运行的以隐备用的形式相互作为事故备用。

(3)主变压器检修时间间隔很长、检修时间较短，合理作好检修与运行调度。

则不因检修并联变压器而增加其选择容量。

4.3.2选择变压器容量的相关计算主变压器容量一般按变电站建成后5--10年的规划负荷选择，并适当考虑到远期10--20年的负荷发展。

当有两台变压器时，每台变压器应能负担变电站总负荷的70%左右，以便在一台变压器因故障退出运行时，另一台变压器容量应保证重要负荷连续供电。

根据原始资料，10KV母线最大负荷为15MW，所用电为2%，35KV 母线最大负荷为36MW。